UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA
FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA
IMPLEMENTACIÓN DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO
PARA EQUIPOS DE BOMBEO CENTRÍFUGOS EN UNA
ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN DE LA UNIDAD DE
EXPLOTACIÓN PETROLERA - LOTE lAB
INFORME DE SUFICIENCIA
PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE
INGENIERO MECÁNICO
LUIS ÁNGEL LÓPEZ BUSTAMANTE
PROMOCION 1999-1 LIMA - PERU
PRÓLOGO
INTRODUCCIÓN
1.1 Objetivo
l. 2 Alcances
CAPITULO 2
FUNDAMENTO TEORICO
2.1 Fundamentos básicos de la extracción y producción de petróleo
2.1.1 Origen del Petróleo 2.1.2 Localización del Petróleo 2.1.3 Tipos de Crudo Peruano
PAG. 1
3
4
4
5
9
13
2.2 Unidades de Procesos de Explotación Petrolera 14
2.3 Equipos de Bombeo relacionados a procesos en plantas 14 de producción petrolera
2.4 Equipos de Bombeo Hidráulico 15
PRÓLOGO
INTRODUCCIÓN
1.1 Objetivo
1.2 Alcances
CAPITULO 2
FUNDAMENTO TEORICO
ÍNDICE
2.1 Fundamentos básicos de la extracción y producción de petróleo
2.1.1 Origen del Petróleo
2.1.2 Localización del Petróleo
2.1.3 Tipos de Crudo Peruano
PAG. 1
3
4
4
5
9
13
2.2 Unidades de Procesos de Explotación Petrolera 14
2.3 Equipos de Bombeo relacionados a procesos en plantas 14 de producción petrolera
2.4 Equipos de Bombeo Hidráulico 15
2.4.4.1 Bombas Centrífugas 18
2.4.4.2 Bombas de Flujo radial 18
2.4.4.3 Bombas de Flujo Mixto 19
2.4.4.4 Bombas de Flujo Axial 20
2.4.5 Clasificación según su configuración 21
2.4.5.1 Tipo en voladizo 21
2.4.5.2 Tipo entre rodamientos 22
2.4.5.3 Verticalmente suspendida 23
2.4.6 Componentes principales de las bombas 25 centrifugas
CAPITULO 3
ANÁLISIS SITUACIONAL DEL LOTE 1 AB
3.1 Breve reseña histórica del Lote lAB 26
3.2 Visión de Operación del Lote lAB 27
3.3 Misión de Operación del Lote lAB 27
3.4 Actividades en el Lote lAB 28
3.5 Producción Petrolera Histórica en el Perú 29
(
3. 7 Ubicación geográfica del Campamento Petrolero
3.8 Estructura del Lote lAB - Unidades de Negocio
3. 9 Unidades de Negocio - Operación
3.10 Estación de Producción Dorissa
CAPITULO 4
ANÁLISIS SITUACIONAL DEL MANTENIMIENTO EN EL LOTE 1AB
31
34
36
36
4.1 Ubicación del Mantenimiento dentro del Diagrama 43 Organizativo de la Empresa
4.2 Sistema Integral Computarizado de Mantenimiento 43
4.2.1 Estructura del Sistema de Mantenimiento 44
4.2.2 Modelo Integral del Sistema de Mantenimiento 45
4.3 Inventario de Equipos de Bombeo Centrífugos 46
4.4 Información del Inventario de Equipos de Bombeo 46 Centrífugos
4.4.1 Numero de Identificación
4.4.2 Caudal
4.4.3 Altura dinámica Total
4.4.4 Potencia del Motor Eléctrico
47
47
47
5.1 Equipos de Bombeo en la Estación Dorissa 48
5.2 Sistemas de criticidad para los equipos de bombeo 49 centrífugo de la estación Dorissa
5.3 Frecuencias
preventivo de inspección
5.4 Inspecciones del mantenimiento
del mantenimiento
5.5 Inspecciones del mantenimiento preventivo
5.6 Procedimientos de tipos de inspección
5.6.1 Inspección rutinaria o semanal
5.6.2 Inspección de 6 meses o 4000 horas
5.6.3 Inspección bianual o cada 16000 horas
5. 7 Tiempos asignados a cada tipo de inspección
5.8 Reportes de inspección
5.9 Kit de Repuestos Básicos
5.10 Sistema Computarizado de Mantenimiento
CAPITULO 6
ANÁLISIS ECONOMICO
6.1 Costo del mantenimiento actual
6.2 Costo del mantenimiento preventivo implementado
6.2.1 Costos de mano obra
6.2.1.1 Número total de horas dedicadas al 73 mantenimiento preventivo
6.2.2 Costos de repuestos
6.3 Resumen económico
CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFÍA
PLANOS
APÉNDICE
76
79
80
82
84
La Industria del Petróleo, es una de las más importantes actividades
productivas desarrollada por el hombre. Su influencia e interacción resulta marcada en el Sistema Económico - Energético a nivel mundial.
En tal sentido, en los primeros capítulos del presente informe, doy un
enfoque global de la actividad petrolera de los últimos años, en el Perú, así como también los volúmenes de producción histórica de la Unidad de
Explotación Petrolera Lote 1 ab. Ambas visualizaciones se ambientan en el mismo periodo de tiempo, para tener un marco referencial que muestre la importancia de la producción del Lote 1AB en el Perú.
Luego, continuo con una breve y concreta descripción de la actual Gestión
de Mantenimiento, del Sistema Integral computarizado de Mantenimiento, para proseguir con una clara Implementación del Sistema de
Mantenimiento Preventivo para equipos de bombeo centrífugo, definiendo
2
es, sistemas de criticidad, frecuencia de inspecciones basadas en la
confiabilidad de los equipos, etc.; para terminar con las conclusiones y recomendaciones del caso.
Toda implementación de un planteamiento conlleva a una primera etapa de proceso de aprendizaje y de confrontación con la realidad, desde este punto de vista, todo sistema planteado puede ser mejorado.
Luis Ángel López Bustamante
Partiendo de que todos los equipos de bombeo de una determinada planta pueden fallar o deteriorarse por causas naturales de antigüedad o por efectos de su uso y en la incidencia de estas fallas en la confiabilidad de un todo llamado sistema. Es posible que las causas de la falla sean inherentes al equipo, es decir por problemas en su diseño, en su fabricación, en el uso de materiales inadecuados, etc. o bien sea la simple consecuencia de factores externos.
El uso de los diversos tipos de Mantenimiento: Correctivo, Preventivo y
Predictivo, es de uso común en la actividad empresarial. El nivel detalle alcanzado, su eficiencia y eficacia dependen básicamente de las decisiones tomadas en la Gestión sobre las orientaciones de las mismas.
de Mantenimiento mantenimiento.
que inciden directamente en los costos
4
de
El presente informe de ingeniería pretende mediante una visión sobre la
producción de petróleo, y sobre el análisis de mantenimiento involucrado de
equipos críticos, dar una solución significativa en la disminución de costos de
mantenimiento y el tiempo y numero de paradas de emergencia.
1 .1 Objetivo
El objetivo del presente Informe de Suficiencia es plantear un sistema
de mantenimiento preventivo para equipos de bombeo centrífugo de
una estación de producción en la unidad de explotación petrolera Lote
1 ab, que disminuya los costos de mantenimiento y el tiempo y numero de paradas de emergencia.
1.2 Alcances
2.1 FUNDAMENTOS BÁSICOS DE LA EXTRACCIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETROLEO
2.1.1 ORIGEN DEL PETRÓLEO
Para hablar sobre el Origen del Petróleo, tenemos que recurrir
a los hechos que conocen los especialistas en cuestiones
petroleras, ya que este asunto constituye uno de los secretos
mejor guardados por la naturaleza. Según esto podemos decir,
que el petróleo posiblemente se formó de la siguiente manera:
Hace millones de años las distintas regiones de la tierra tenían
una distribución diferente a la actual. En aquel entonces
existían muchos mares interiores totalmente rodeados de tierra
firme y por otra parte grandes zonas que hoy constituyen tierra
firme estaban cubiertas por mares y pantanos. Esto ocurrió
6
mayoría de los animales que entonces existían eran muy
distintos a los que hoy conocemos.
En las zonas bajas y en sus cercanías, creció una vegetación y una fauna vigorosa impulsadas por la energía del sol, las que más tarde fueron a formar parte de los materiales orgánicos,
que al ser arrastrados por las crecientes de los ríos y de los océanos formaron enormes concentraciones.
Durante el transcurso de millones de años, la tierra cambió de
forma muchas veces. Dicho material orgánico fue cubierto por
el lodo, los sedimentos y las arenas arrastradas por las grandes corrientes, quedando enterrado muy profundamente bajo la superficie terrestre. La mayoría de los mares y pantanos
se secaron o se desaguaron en los océanos y se formaron
valles y montañas debido a los cambios en la corteza terrestre.
El conocimiento de la existencia de petróleo es tan antiguo
como la historia misma del hombre. Hace ya muchos miles de
años, la gente sentía curiosidad por el ACEITE DE ROCA, que
se escurría por las ranuras de la tierra o por los depósitos de
sustancias aceitosas en las presiones y hondonadas.
Los egipcios usaron petróleo crudo para preservar sus momias y para engrasar las ruedas de sus carruajes. Lo mismo hicieron los romanos. Los antiguos persas construyeron templos alrededor de los humeantes escapes de petróleo y gas natural, los que probablemente habían sido encendidos por los rayos.
Fueron los chinos quienes cavaron el primer pozo, hace ya muchos miles de años y utilizaron sus productos para uso doméstico y medicinal. Se asegura, asimismo, que transportaban el gas natural mediante caña de bambú para utilizarlo en la calefacción y alumbrado de sus casas.
A los primeros colonizadores les llamó la atención esta
sustancia usada por los indios y aunque la mayoría de ellos
empleaba grasas minerales para lubricar las ruedas de sus
8
en forma natural podía sustituirla. Hay evidencias que muestran que los primeros colonizadores de los Estados Unidos se
dieron cuenta del enorme valor de este recurso natural. El
testamento de George Washington, tenía en su lista un
manantial de petróleo como una valiosa propiedad, aunque en
aquellos días los usos del petróleo eran muy limitados.
Recién a mediados del siglo XIX fue cuando se aprendió a usar
este líquido oscuro en una forma distinta a la de su estado
natural. Fue entonces cuando se desarrollaron nuevas técnicas
industriales que facilitaron la obtención de sub-productos,
iniciándose así el verdadero auge de la industria petrolífera.
No obstante que el petróleo se conoció hace muchos siglos, su
nacimiento como industria moderna se considera a partir del 27
de Agosto de 1859, fecha en la cual el Sr. William A. Smith,
experto perforador de pozos de sal, que fue contratado por el
"Coronel" Edwin L. Drake, encontró petróleo crudo a la
profundidad de 69.5 pies en el primer pozo que fue perforando,
en la localidad de Titusville, Pennsylvania, Estados Unidos.
y desarrollándose, hasta llegar a convertirse en pocos años en
el negocio que es hoy día.
Otros países, basándose en las experiencias y conclusiones de
Edwin L. Drake, se dedicaron a buscar petróleo. En el Perú se
desarrolló esta actividad desde 1865, es decir cuatro años más
tarde de su descubrimiento en Titusville, fue Don Diego de Lama quien inició los trabajos en Zorritos.
2.1.2 LOCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO
El petróleo crudo se encuentra contenido en poros de rocas y
arenas que en muchos casos son tan minúsculos que no pueden percibirse a simple vista. Las rocas y arenas que
contienen petróleo son de origen sedimentario.
El geólogo es un investigador que estudia la superficie de la
tierra y la explora con instrumentos especiales en busca de las
estructuras rocosas en las que él encuentra que es posible que
haya petróleo.
Una vez ubicada la formación petrolífera, el experto en
10
realizados por el geólogo. En esta labor participa el técnico en
sub-suelos, que es un ingeniero experto en interpretar la
composición de las muestras que se van obteniendo durante el
proceso de perforación.
El equipo conformado por los geólogos, los perforadores y los
técnicos petroleros constituye la base sobre la cual se
desarrolla el resto de la industria. Se dan casos en los cuales
aún existiendo las posibilidades de haber encontrado
formaciones típicamente petrolíferas, éstas pueden ser de tal
naturaleza que no justifiquen el costo de perforar un pozo, por
lo tanto el aspecto económico es otro factor determinante en la
explotación de esta industria, dedicando todos los esfuerzos a
zonas con posibilidades de petróleo en cantidades comerciales.
A menudo el petróleo crudo se encuentra en el sub-suelo
formando bolsas o trampas dispuestas en forma de arcos en
los estratos de las rocas, verdaderas bóvedas de roca no
porosa a través de las cuales no puede pasar en su
movimiento ascendente. También se da el caso, en el cual el
aceite queda atrapado en el sub-suelo debido a una falla
de roca no porosa Y obligando al petróleo a depositarse en
grandes cantidades.
No siempre puede el geólogo encontrar en la superficie
terrestre suficientes pruebas que le confirmen lo que busca,
siendo necesario que recurra al uso de instrumentos muy
modernos que le ayuden a delinear mapas de los contornos de
las capas a miles de pies bajo la superficie terrestre; dichos
instrumentos, tales como el sismógrafo y el gravímetro, son
ayudas geofísicas que le permiten realizar su trabajo.
El Sismógrafo es un instrumento que permite tener una
comprobación gráfica de los terremotos y temblores. Es con
este propósito que lo usa el geólogo, con la diferencia, en este
caso, que los temblores que él registre son inducidos mediante
la explosión de pequeñas cargas de dinamita estalladas en
agujeros que generalmente tienen menos de cien pies de
profundidad. La explosión envía ondas hacía el centro de la
tierra, que son a su vez devueltas por las capas rocosas y
medidas con sismógrafos que le indican al geólogo
experimentado el tamaño y profundidad del estrato de la roca
12
El Gravímetro es un delicado instrumento que se usa para
medir pequeñas diferencias en la atracción de la gravedad
produciendo reacciones que pueden interpretarse en términos
de disturbios rocosos bajo la superficie de la tierra, tales como
fallas donde puede haber petróleo.
Además de esas ayudas, el geólogo se vale de informaciones
obtenidas en otros pozos petrolíferos, en estudios de
segmentos de rocas y en informaciones electrónicas
especiales. Todos estos datos y estudios juntos ayudan a
decidir si las condiciones son favorables para la existencia de
petróleo en cantidades comerciales, poro ninguna de ellas nos
pueden decir con certeza si el petróleo esta o no presente.
Una vez que los geólogos han seleccionado una región que
consideran favorable, se programan operaciones de
perforación para exploración, continuando de esta manera la
búsqueda del aceite. Con este fin se instarla una torre de
perforación en el sitio escogido y se comienza a perforar el
2.1.3 TIPOS DE CRUDO PERUANO
El crudo obtenido en nuestros campos de producción es de dos
tipos: High Cold Test (HCT) y Low Cold Test (LCT).
Esta clasificación depende de la temperatura mínima a la cual
fluye el residuo que deja una muestra de crudo al ser destilada.
Si dicha condición se cumple a una temperatura que se
encuentre sobre cero grados
Fahrenheit, el crudo será HIGH COLO TEST (HCT), y si fuera debajo de los cero grados Fahrenheit, el crudo será LOW COLO TEST (LCT).
Los crudos HCT, se caracterizan por contener parafinas, es
decir son crudos de base parafínica y los crudos LCT son de
base nafténica.
El crudo LCT es ligeramente más denso. El contenido de
azufre en ambos tipos es bastante bajo y esto es de gran
14
El punto de fluidez de las fracciones lubricantes del crudo L TC
es mucho más bajo que las del L TC.
2.2 UNIDADES DE PROCESOS DE EXPLOTACIÓN PETROLERA
Para un mejor manejo de la actividad petrolera en una determinada
operación, esta es subdivida en Unidades de Negocio, que centralizan
y zonifican los pozos de producción petrolera y facilitan la
identificación de problemas operativos.
2.3 EQUIPOS DE BOMBEO RELACIONADOS A PROCESOS EN
PLANTAS DE PRODUCCIÓN PETROLERA
La diversidad de los equipos de bombeo, depende exclusivamente de
la calidad de crudo, del rango de temperaturas utilizadas en la
operación del petróleo, de la capacidad que se necesite transfe1·ir, así
como también de la naturaleza del mismo.
Siendo frecuente para las calidades de crudo manejadas ( livianos y
pesados de acuerdo al Numero API) con grandes capacidades, a
temperaturas cercanas a los 200 F y un corte de agua entre 70% y
2.4 EQUIPOS DE BOMBEO HIDRAULICO
Los equipos de bombeo, en la actualidad, tienen una gran aplicación
en una extensa variedad de aplicaciones en el campo industrial,
minero, plantas de refinerías de petróleo, campos petroleros, etc. es
decir donde exista un volumen de líquido, pequeño o grane que
necesite aumentar de presión o ser desplazada de una ubicación a
otra.
2.4.1 DEFINICIÓN
La bomba hidráulica, se puede definir como una máquina a
quien se le suministra energía en forma mecánica proveniente
de una maquina motriz ( motor eléctrico, térmico, etc. ), y la
transforma en otro tipo de energía, transfiriéndola al fluido en
forma de presión o de velocidad y que de esta forma permite
trasladar el fluido de un lugar a otro, a un mismo nivel y / o a
diferentes niveles.
2.4.2 CLASIFICACIÓN GENERAL
Podemos encontrar diferentes clasificaciones de bombas
hidráulicas debido a la extensa literatura técnica encontrada y
16
idea mas clara usaremos la que indica el Hidraulic lnstitute, y que es en la que concertan la mayoría de fabricantes y usuarios
finales.-Esta clasificación para las bombas centrífugas, esta dada de la
siguiente manera:
Bombas
Hidráulicas
Desplazamiento
Positivo
Dinámicas
Centrifugas
Flujo Radial
Flujo Mixto
2.4.3 BOMBAS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO
Estas bombas guían al fluido que se desplaza a lo largo de
toda su trayectoria, el cual siempre está contenido entre el
elemento impulsor, que puede ser un émbolo, un diente de
engranaje, un aspa un tornillo, etc., y la carcasa o el cilindro.
"EL PRINCIPIO del DESPLAZAMIENTO POSITIVO" consiste
en el movimiento de un fluido causado por la disminución del
volumen de una cámara. Por consiguiente, en una máquina de
desplazamiento positivo, el elemento que origina el intercambio
de energía no tiene necesariamente movimiento
alternativo(émbolo), sino que puede tener movimiento
rotatorio( rotor).
Sin embargo, en las máquinas de desplazamiento positivo,
tanto reciprocantes como rotatorias, siempre hay una cámara
que aumenta de volumen(succión) y otra que disminuye
volumen(impulsión), por esto a éstas máquinas también se les
18
2.4.4 BOMBAS DINÁMICAS
Por ser materia de estudio del presente informe
desarrollaremos un mayor detalle sobre los equipos de bombeo
centrífugo.
2.4.4.1
2.4.4.2
BOMBAS CENTRÍFUGAS
Las bombas centrífugas son turbo máquinas que
incrementan la energía potencial cinética del
líquido, mientras éste está pasando a través del
rotor en forma radial, axial o mixtas, debido a la
fuerza centrífuga o al impulso del alabes sobre el
líquido o una combinación de ellas
respectivamente.
BOMBAS DE FLUJO RADIAL
Son por lo general de rodetes(impulsores)
generalmente angostos de baja velocidad
especifica, que desarrollan altas presiones, con
bajo caudal, donde la presión desarrollada es
Fig. 1. Flujo Centrífugo Radial
2.4.4.3 BOMBAS DE FLUJO MIXTO
Tiene como característica un cambio del flujo:
axial al radial en forma gradual. Son bombas para
emplearse en caudales y presiones intermedias
Fig. 2. Flujo Centrífugo Mixto
2.4.4.4 BOMBAS DE FLUJO AXIAL
Su rodete es de alta velocidad especifica y se
emplean para pequeñas presiones y altos
caudales.
Fig. 3. Flujo Centrífugo Axial
2.4.5 CLASIFICACION SEGÚN SU CONFIGURACIÓN.
Según su configuración los equipos de bombeo pueden
clasificarse de acuerdo a tres tipos.
a) Tipos en Voladizo.
b) Tipo entre rodamientos; y
c) Verticalmente suspendida
Para una mejor identificación y entendimiento se detalla a
continuación:
2.4.5.1 TIPO EN VOLADIZO
En la cual los puntos de apoyo del impulsor se
encuentran a un lado de él.
La configuración básica se muestra en la figura, en
la cual se puede apreciar que la caja de rodamientos
Fig. 4. Configuración en Voladizo
2.4.5.2 TIPO ENTRE RODAMIENTOS
Este tipo de configuración, es en la que el impulsor
tiene dos puntos de apoyo, uno a cada lado.
22
=
Fig. 5 Entre rodamientos
2.4.5.3 TIPO VERTICALMENTE SUSPENDIDA
Este tipo de bomba, es de configuración vertical, en
la cual, el tren de impulsores se encuentra solidaria
con el eje de la bomba, el cual soporta todo el peso
del tren de impulsores y lo transmite al rodamiento
24
2.4.6 COMPONENTES PRINCIPALES DE LAS BOMBAS
CENTRÍFUGAS
Los componentes principales de los equipos de bombeo
centrífugos son:
a) Carcasa
b) Impulsor
c) Eje
d) Sistema de Sellado
Brida de Descarga
Impulsor Sistema de Sellado
Ojo de Succion
3.1
CAPITULO 3
ANÁLISIS SITUACIONAL DEL LOTE 1AB
BREVE RESEÑA HISTORICA DEL LOTE 1AB
El Campamento petrolero Lote 1 AB inicia sus operaciones
comerciales en el año 1976, haciendo, un año mas tarde en 1977,
nuestro país recupere su condición de exportador de petróleo hasta el
año de 1992, año en el cual la producción y el consumo de petróleo
aproximadamente se equilibran.
El Lote 1AB llegó a una máxima producción cercana a los 120,000
SOPO, haciendo positiva la balanza comercial petrolera entre los años
3.2 Visión de Operación del Lote 1AB
La visión de la Empresa concesionaria del Lote 1 AB es:
"Es ser la mejor compañía del mundo en materia de exploración,
desarrollo y producción de petróleo y gas".
3.3 Misión de Operación del Lote 1AB
La misión de la Empresa, es la siguiente:
Aumentar el valor de la compañía mediante el descubrimiento a bajo
costo y el desarrollo y la producción de las reservas de petróleo y gas
que proporcionen un alto nivel de rentabilidad.
Llegar a ser el mejor contratista en materia de exploración, desarrollo
y producción para los gobiernos anfitriones y las empresas petroleras
estatales.
Atraer y desarrollar un equipo de alta categoría de empleados
28
Mantener el compromiso de un centro de trabajo seguro y de
prácticas ambientales responsables.
Continuar la mejora en todos los aspectos de nuestro negocio.
3.4 ACTIVIDADES EN EL LOTE 1AB
Las actividades desarrolladas en el Lote 1 AB son:
i) Perforación y
ii) Producción.
Actualmente ambas actividades se vienen dando en paralelo, la
Perforación lleva consigo las tareas relacionadas a la construcción del
conducto adecuado para la extracción del Petróleo y Producción,
tareas involucradas con el acondicionamiento y trasiego de la mezcla
de crudo, agua y gas natural en crudo a las propiedades adecuadas, a
3
.
5 PRODUCCION PETROLERA HISTORICA EN EL PERU
La Evolución de la producción petrolera en el Perú es mostrada en el
Cuadro 2. Donde se puede visualizar que entre 1958 y 1977, el Perú
fue un país importador neto de hidrocarburos.
En 1977 el país
recupera su condición de exportador de petróleo hasta 1992, cuando
la producción y el consumo aproximadamente se equilibran, en
términos de volúmenes,
aunque en 1995 el país ya es francamente
deficitario.
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1/l � � :EProduccion Petrolera Peruana (Miles de Barriles al Dia) 1970 -1995
200 180 160 140 120 100 80 60 40 20
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Cuadro 1 Producción Petrolera Histórica del Perú
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Peru Produccion y Cons.lmo (Miles de Barriles al lla) 1970 -1995
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Años
Cuadro 2 Perú Producción y Consumo petrolero Histórico
3.6. PRODUCCION PETROLERA DEL LOTE 1AB
-Cmsurro
-
ProdJccim
La Producción Fiscalizada en el Perú ha ido decreciendo como se
puede apreciar en los cuadros anteriores, nuevas fuentes de energía
deben aparecer para equilibrar el Balance Energético Nacional
La realidad más inmediata como factor de decrecimiento de la
Lote 1 ab, esto se hace en fiel reflejo en el siguiente cuadro 3, de los
últimos 7 años de operación:
a,
a, o. ea,
o.
,:, m
5�
(.)
o.
60
50
40
30
20
10
o
Produccion en MBPD
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Años
Cuadro 3 Producción Petrolera 1995 - 2002
Produccion en MBPD
3.7 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPAMENTO PETROLERO
32
Este Lote como parte del Modelo Perú, esta ubicado en el
departamento de Loreto con una extensión aproximada de 500 000 ha
(5 000 Km2).
El descubrimiento del Lote 8 en Corrientes y Lote 1AB en Capahuari,
localizadas en la cuenca del Marañan fortalecen la producción
petrolera en el Perú, compartiendo además una característica: son de
petróleo generado en rocas del cretáceo y almacenado en rocas de
o·
••
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ECUADOR
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MAPA DEL PERU LOTES DE CONTRATOS DE OPERACIONES PETROLERAS
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3.8. ESTRUCTURA DEL LOTE 1AB - UNIDADES DE NEGOCIOS.
Para la facilidad de su operación y administración, internamente el
bloque es dividido en Unidades, Sub-Unidades de Operación, estas
son:
i) Operación Andoas,
Unidad Central que comprende:
Locación Gathering
Locación Capahuari Sur
Locación Capahuari Norte
Locación Tambo
ii) Operación Shiviyacu
Unidad que comprende:
Locación Teniente López
Locación Shiviyacu
Locación Huayuri
iii)
Locación Topping Plant
Locación Forestal
Operación San Jacinto
Unidad que comprende
Locación San Jacinto
Locación Bartra
iv) Operación Jibarito
Unidad que comprende
Locación Jibarito
Locación Dorissa
En cada operación se ha definido una locación central y es donde se
recolecta todo el crudo. De allí por los diferentes oleoductos (shipping
lines) son enviados a la Estación Central de Entrega Gathering Station
donde se realiza el proceso de adecuación final del crudo y su
3.9. UNIDADES DE NEGOCIOS - OPERACIÓN
36
Las Estaciones de Producción, ubicadas en el bloque 1A en la Selva
Peruana, están diseñadas para soportar como máximo un promedio
de 25,000 barriles diarios de petróleo crudo liviano.
Los procesos básicos de producción de petróleo y las características
operativas de las Estaciones del Lote, son en líneas generales
similares. Esto quiere decir que las configuraciones de las Plantas de
Producción, Sistemas de Fuerza, Distribución de Pozos Petroleros,
son de características análogas.
Información más detallada del diseño de la estación puede
encontrarse en los dibujos de la misma.
3.10. ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN DE DORISSA
La Estación de Producción de Dorissa está diseñada para producir
25,000 barriles diarios de petróleo crudo liviano, de aproximadamente
30 API, por flujo natural o extracción artificial por gas(gas lift). El
oleoductos, directamente a la Estación de Recolección(Gathering
Station), para el tratamiento de calidad requerida, o hacia una de las
estaciones de petróleo crudo pesado para su mezclado y
posteriormente hacia la Estación de Recolección para el tratamiento.
El petróleo crudo, conjuntamente con agua producida y gas asociado,
es colectado de los pozos y enviado a las facilidades de producción
por un sistema de tuberías. La separación de petróleo, gas y agua se
realiza en una batería de separadores y tratadores. El petróleo
separado fluye hacia un tanque de lavado, donde más agua es
removida y eliminada y de este tanque hacia tanques y bombas de
embarque(shipping tanks and pumps). Posteriormente es bombeado
por el sistema oleoductos hacia el destino final. El gas libre separado
es comprimido para la extracción artificial por gas o bombeado hacia
el gasoducto para operaciones de extracción artificial por gas en
otras estaciones. Si fuere necesario, es posible revertir esta última
operación y bombear gas desde Huayuri hacia Dorissa. El agua libre
38
Tratadores /Separadores
La producción de los pozos es recolectada del sistema de tuberías
hacia el múltiple de producción (production manifold) y dirigida a uno
de los trenes tratador/ separador paralelos o al separador de prueba.
Múltiple de Producción
El múltiple de producción consiste de 28 conexiones para tuberías, 3
líneas para flujo a tratadores /separadores y las estranguladores y
válvulas necesarias para controlar y dirigir la producción. El múltiple
de producción y las tuberías están protegidas contra las sobre
presiones del gas de producción a alta presión por válvulas de
seguridad en los cabezales del pozo.
Tratador/ Separador
Este tratador /separador esta diseñado para recibir la producción del
múltiple de producción directamente a 40 psig. También recibe
petróleo proveniente del separador de prueba. Un calentador de fuego
directo se provee para mejorar la separación. El petróleo fluye desde
el tratador/ separador directamente hacia el tanque de lavado. El gas
se mide y fluye a través de la válvula de control de contrapresión,
extracción artificial por gas. El agua es medida y luego volcada en la
poza de residuos.
Separador de Prueba
Este es un separador de dos fases, el cual recibe la producción de un
solo pozo, proveniente del múltiple de producción y es usado para
evaluar la capacidad de producción individual del pozo. La presión de
operación es de 60 psig. El petróleo y agua mezclados son
descargados, a través de un medidor con extractor de muestras, al
tratador/ separador. Una tubería conectada al tanque de embarque de
reserva (standby shipping tank) permite la calibración del medidor por
comparación con el nivel del tanque. El gas es medido y descargado a
través de la válvula de control de contrapresión hacia las estaciones
de levante y de extracción artificial por gas.
Tanque de Lavado
El tanque de lavado recibe petróleo del tratador separador y remueve
la mayoría del agua libre todavía remanente en el fluido al proveer
tiempo de retención adicional y por consiguiente promover mayor
40
El petróleo rebalsa y fluye directamente al tanque de embarque
(shípping tank) mientras el agua libre se vuelca en la poza de residuos.
Tanque de Embarque
El tanque de embarque recibe petróleo ya sea del tanque de lavado o
directamente del tratador / separador a través de una derivación
(bypass) que anula el tanque de lavado y se usa para separar las
operaciones de producción de las de embarque al proveer una
adecuada capacidad de almacenaje. El flujo entrante al tanque pasa,
primero a una bota externa de gas (gas boot), donde el gas imbuido es
liberado a presión atmosférica antes de entrar al tanque. Esto reduce la
turbulencia y minimiza el emulsionamiento. Controladores de nivel provistos en el tanque de embarque permiten ajustar el caudal de
bombeo con el caudal de producción. Si las operaciones de embarque
se vieran interrumpidas por un corto periodo de tiempo, todavía es
posible continuar con la producción normal rebalsando el tanque de
carga y usando la capacidad de reserva adicional provista por el tanque
de embarque de reserva (standby shipping tank). Un interruptor de alto
Tanque de Embarque de Reserva
Este tanque de embarque de reserva provee capacidad adicional de
reserva para el tanque de embarque, pero esta instalado con todas
las conexiones necesarias de tubería como para ser usado inter
cambiable o en paralelo con el tanque de embarque. La diferencia
básica entre estos tanques es que los controles de nivel de bombeo
se encuentran solamente en el tanque de embarque, mientras que el
interruptor de alto nivel se encuentra en el tanque de reserva el cual
automáticamente cierra las válvulas de emergencia de los tres
múltiples de producción y por tanto evita la sobrecarga del tanque
cuando existe una interrupción prolongada en la operación de
embarque.
Bombas de Embarque (Shipping Pumps),
Tres bombas horizontales de embarque han sido instaladas para
bombear petróleo directamente de los tanques de embarque hacia el
sistema de oleoductos, ya sea usando las bombas directamente o en
combinación con las bombas reforzadoras. Las bombas de embarque
han sido conectadas para permitir la operación en paralelo o en serie,
dependiendo de los requerimientos de presión y caudal, las cuales
42
también del caudal de las estaciones de producción mas abajo de
EL LOTE 1AB
4.1 UBICACIÓN DEL MANTENIMIENTO DENTRO DEL DIAGRAMA
ORGANIZATIVO DE LA EMPRESA
El Mantenimiento tiene un carácter de importancia dentro del
organigrama de la empresa, tiene igual rango de acción que el
Departamento de Producción.
4.2 SISTEMA COMPUTARIZADO INTEGRAL MANTENIMIENTO
El mantenimiento tiene un carácter integral dentro del sistema
corporativo, forma parte e interactúa con las demás funciones
4.2.1 ESTRUCTURA DEL SISTEMA DE MANTENIMIENTO
44
La estructura del Sistema de Mantenimiento esta concebido
para la integración para con las demás funciones corporativas.
Su carácter corporativo lo convierte en un lenguaje común y de
fácil dominio y acceso desde cualquier plataforma de la
corporación.
La ventaja de un sistema de este tipo, es la automatización de
los procesos, que con procesos predefinidos y evaluados
previamente, llevan al desarrollo de los mismos, de una
manera rápida, practica y sin contratiempos, pues todos sus
pasos fueron ya cuidadosamente definidos.
La Plataforma Básica inicial de base de Datos para la efectiva y
eficaz gestión de Mantenimiento comprende:
i) Alta de Inventarios de Equipos
ii) Especificaciones Técnicas
4
.
2
.
2 MODELO INTEGRAL DEL SISTEMA DE MANTENIMIENTO
El Modelo Integral del mantenimiento implantado puede ser
visualizado fácilmente en la siguiente Grafica 1
..
..
.
..
.
�
.
.
· ·
::, ' . t
• • r
.•
� ..
, ¡·-O.T.
1sP�11eKD1 y Programación 41
Grafica 1
.
Modelo Integral del Mantenimiento
)lt
46
con sus índices de reposición para ser luego ejecutada su
cotización y compra.
4.3 INVENTARIO DE EQUIPOS DE BOMBEO CENTRÍFUGOS
Para los procesos de adecuación de crudo, tanto en los Sistemas
directos de Adecuación de crudo, como en los Sistemas Auxiliares
(Sistemas de Captación de Agua, Sistemas Contra incendios,
Sistemas de Retorno Upper Pit, Sistemas de Retorno Safety Basin,
Sistemas de Recolección por sumideros, etc. ), el empleo de equipos
de bombeo centrífugo para su trasiego
indispensables.
y manejo resultan
4.4 INFORMACIÓN DEL INVENTARIO DE EQUIPOS DE BOMBEO
CENTRÍFUGOS
La información de los equipos es básica para el soporte de cualquier
gestión de mantenimiento, para el reporte y análisis de falla. El
conocimiento de las condiciones de monitoreo contrastadas con los
parámetros de operación normal puede ser corroborado fácilmente
teniendo un adecuado soporte de especificaciones técnicas de los
4.4.1 NUMERO DE IDENTIFICACIÓN
La codificación de los equipos de bombeo está determinada por
el uso, el tipo de equipo y por la marca del fabricante.
4.4.2 CAUDAL
La capacidad es uno de los parámetros más importantes de un
equipo de bombeo.
4.4.3 AL TURA DINAMICA TOTAL
La Altura Dinámica Total, esta determinada para un equipo de
bombeo como la diferencia de energía entre la succión y
descarga en unidades de columna de liquido del fluido que
esta bombeando.
4.4.4 POTENCIA DEL MOTOR ELECTRICO
Es la potencia del motor acoplado y debe estar expresado en
ltem 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 CAPITULO V
IMPLEMENTACION DEL MANTENIMIENTO
PREVENTIVO
5.1 EQUIPOS DE BOMBEO EN LA ESTACIÓN DORISSA
Los equipos de Bombeo Centrífugo a considerar en el Mantenimiento
Preventivo a Implementar son los que se muestran en el siguiente
cuadro 4
Cód. Corporativo Ubicación Nivel de Tipo de Bomba Nº Serie
Crit.
BOC-G020-026 Planta de Aqua N3 Bomba Centrífuga 709D203 BOC-G028-001 Planta de Producción N2 Bomba Centrífuga 7850910.3
BOC-G028-004 Bomba diese! hacia pozos N1 Bomba Centrífuqa 766B518.2
BOC-G028-005 Bomba Recarga diese! N3 Bomba Centrífuqa 766B512.1
BOC-G032-004 Pta-Sumideros N2 Bomba Centrífuqa 431A683.1 BOC-G032-005 Pta-Sumideros N2 Bomba Centrífuqa 431A683.2 BOC-G032-006 Pta de Producción N3 Bomba Centrífuga 7630424 BOC-G032-007 Pta de Producción N3 Bomba Centrifuga 7260875 BOC-G032-009 Pta-Tanque de Aqua N3 Bomba Centrífuga 710D207 BOC-G032-011 Planta de Agua N3 Bomba Centrifuga 7160L92
BOC-G032-032 Pta-Bomba Agua Fresca N2 Bomba Centrífuga 752D726 BOC-G032-033 Pta-Bomba Pta de Aqua N3 Bomba Centrífuga 7510902 BOC-G032-035 Pta- Z C 1- Bomba Jockey N2 Bomba Centrífuga 744C665
BOC-G032-036 Planta de Agua N2 Bomba Centrífuga 759D528
5.2 SISTEMAS DE CRITICIDAD PARA LOS EQUIPOS DE BOMBEO
CENTRÍFUGO DE LA ESTACIÓN DORISSA.
En el mantenimiento preventivo actual llevado en el Lote 1 ab, a pesar
del planeamiento del mantenimiento y de contar con sistema
computarizado de administración del mantenimiento, de efectuarse tal
cual lo planeado, el sistema computarizado no se sincroniza en tiempo
real al desarrollo del mantenimiento preventivo, o peor aun no se logra
efectuar todas las actividades relacionadas al Mantenimiento
Preventivo establecido, todo el tiempo.
El sistema de criticidad planteado para esta implementación, nos
permitirá llevar a cabo las tareas prioritarias del mantenimiento
preventivo, y dejando para ser re programadas aquellas cuya
importancia no es tan relevante, en caso de no disponer del tiempo
necesario o se tuviera que decidir entre dos tareas a realizarse.
Nuestro sistema de criticidad para este caso en particular estará dado
i) Nivel de Criticidad 1 o Alta criticidad
50
Este es el nivel asignado a todos los equipos de bombeo que
no deben fallar, pues su falla originaria una perdida
considerable de producción, o generaría condiciones inseguras
para el personal o para otros equipos o también, importantes
daños ambientales.
ii) Nivel de Criticidad 2 o Media criticidad
Es el nivel asignado a equipos de bombeo importantes, pero
cuya falla no tendrá un fuerte impacto en la producción o no la
detiene.
iii) Nivel de Criticidad 3 o Baja criticidad
Es el nivel que se asigna al resto de equipos que van a ser
considerados dentro de nuestro mantenimiento preventivo.
Estos son los equipos en cuyo caso de no poder realizarse el
mantenimiento preventivo, por no disponer del tiempo
El nivel de criticidad asignado a cada uno de los equipos será
tomando en cuenta los siguientes criterios: Efectos sobre el servicio
de producción, el valor económico del equipo (Costo de reemplazo
por uno nuevo), influencia de la falla en la Planta, probabilidad de que
la falla ocurra, flexibilidad del equipo en el sistema, facilidad de
obtención de componentes, dependencia de la mano de obra,
facilidad para la reparación.
Los niveles de ponderación fueron tomados de sistemas de
mantenimiento similares. La ficha para la criticidad en equipos es el
que se muestra en el cuadro 5
Las fichas de criticidad de los equipos considerados se encuentran en
el Apéndice B los niveles de criticidad se muestran como sigue:
i) Nivel 1 de Criticidad de 15 a 20
ii) Nivel 2 de Criticidad de 11 a 14
52
Ficha de Nivel de Criticidad en los Equipos de Bombeo
FICHA NOO 1. Datos Técnicos
Códigol,__ ______ ___,1 N Seriel,__ __________ ----i Nombre del Equipal I Ubicación!
�---�
ltem 1 Variables 1 Concepto ronderació Observaciones
1 Efecto sobre el servicio que proporciona
Detiene 4
Reduce 2
No lo detier
o
2 Valor Técnico - Económico
Alto 3 Mas de 40,000 USA$
Medio 2
Bajo 1 Menos de 2,000 USA$
3 La falla afecta
a.Al equipo en si. Si 1 Deteriora otros componentes?
No
o
b. Al servicio Si 1 Origina problemas a
No O otros equipos?
c. Al operador Si 1 Posibilita un accidente al No O operador ?
d.A la seguridad Si 1 Posibilita un accidente a otras
en qeneral No O personas o equipos cercanos? 4 Probabilidad de la falla
Alta 2
Baja
o
5 Flexibilidad del Equipo en el sistema
Unico 2
Bv oass 1
Stand By
o
6 Dependencia Logística
Extranjera 2
Local/Ext 1
Local
o
7 Dependencia mano de Obra
Terceros 1
Propia
o
8 Facilidad para la reparación (Mantenibilidad)
Baja 2
Alta
o
9 Total
Nivel de Criticidad
5.3 FRECUENCIAS DE INSPECCIÓN DEL MANTENIMIENTO
PREVENTIVO
Los servicios periódicos del mantenimiento preventivo se realizaran
según:
i) Frecuencia en horas trabajadas del Equipo
Este es el caso en que el equipo y la disponibilidad de
espacio permitan ubicar un contómetro, de manera que
registre el numero de horas de operación del equipo.
ii) Frecuencia dada por días calendario
En caso no se cuente con la facilidad del uso de
frecuencia en horas, se puede utilizar esta frecuencia de
servicio.
A continuación muestra el tiempo promedio entre fallas de los
principales componentes de un equipo de bombeo según las normas
COMPONENTE
Sello Mecánico
Rodamientos
Acoplamiento
Eje
Sellos de Aceite
MTBF (YEARS)
1.2
3.0
4.0
15.0
0.6
54
Por lo que de acuerdo a las recomendaciones dadas por los
fabricantes, a la Norma y a la experiencia de los operadores de
mantenimiento, se dará una frecuencia de 6 meses o 4000 horas de
operación continua, lo que ocurra primero.
5.4 INSPECCIONES DEL MANTENIMIENTO
Las Inspecciones del mantenimiento Preventivo a implementar
tendrán las siguientes funciones:
i) Averiguar el estado real del equipo.
Restaurar y llevar el equipo a condiciones confiables.
Para lo cual se compondrá el mantenimiento preventivo, en tres tipos
de Inspección:
i) Inspección de Rutina
ii) Inspección cada 4000 horas o semestral
iii) Inspección cada 16000 horas o bianual
5.5 INSPECCIONES DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO
La inspección rutinaria está direccionada a identificar los problemas
que pudieran presentar durante la operación, tales como cavitación
en el equipo, alta temperatura en rodamientos, ruidos excesivos,
fugas por retenes, fugas por sellos mecánicos, alta vibración, etc.,
mientras se realizan las tareas de limpieza, lubricación. Esta actividad
debe ser realizada por los operarios de los equipos de bombeo.
La inspección semestral o cada 4000 horas está direccionada a
56
equipo, en está inspección se verifica principalmente: estado del sello
mecánico y el de su plan de ambientación, revisión de los sellos de
aceite y reemplazo en caso ser necesario, reemplazo del aceite
lubricante de la caja de rodamientos, revisión del alineamiento.
La inspección anual o cada 8000 horas esta direccionada a efectuar
está orientada a realizar una inspección integral de cada uno de los
componentes del equipo de bombeo, antes del iniciar esta inspección
integral, se debe confirmar la disponibilidad de un Kit de
Mantenimiento.
Durante esta inspección se debe verificar el estado mecánico del
impulsor, (corrosión /abrasión), del eje (deflexión), sello mecánico y
5.6 PROCEDIMIENTOS DE TI OS DE INSPECCIÓN
5.6.1 INSPECCIÓN RUTINARIA O SEMANAL
i) Verificar la presencia de ruido excesivo.
Si el ruido no es excesivo y se presenta como normal,
seguir al siguiente paso. Si el ruido es excesivo se tiene
las siguientes alternativas:
a) Cavitación
Puede ser que el equipo este cavitando, si el
equipo esta cavitando y anteriormente no lo
estaba haciendo, es por que definitivamente el
sistema a sido modificado. Puede ser que la
tubería succión este obstruida (filtros, válvulas de
pie, etc.) o puede ser que la válvula ubicada en la
tubería de succión(en caso tuviera una) este
semiabierta por que alguien la manipulo. En el
primer caso, lo recomendable es limpiar o cambiar
el componente sucio. Si el causante fue la válvula
semiabierta, coordine con el encargado del área,
58
caudal, si este es caso señale la correcta
regulación de caudal, abriendo lentamente la
válvula de succión y cerrando la válvula ubicada
en la descarga. Cualquiera sea el factor,
disminución del nivel estático de succión,
calentamiento del fluido de operación, etc., se
debe realizar un análisis respectivo para ubicar al
equipo en una zona de operación confiable.
b). El Acoplamiento o la bomba y el motor están mal
Alineados
Verifique el alineamiento y vuelva alinear si fuera
necesario.
Recuerde guíese de las recomendaciones
proporcionadas por los equipos de bombeo o
equipos motrices ( él más exigente de ambos), las
recomendaciones dadas por los acoplamientos
deben ser referenciales en el caso de
c). Punto de Operación
Verifique que el equipo esta trabando dentro de
una zona confiable de operación cerca al BEP de
la curva característica del equipo de bombeo.
d). Las partes giratorias se rozan.
Si este es el caso, verificar que las partes internas
de desgaste (anillos) tengan los espacios libres
apropiados
e) Lubricación impropia de los rodamientos o
rodamientos gastados
Inspeccione y cambie según se requiera.
f) Eje flexado
60
En los casos a, b, d y f coordine con el personal especializado
de mantenimiento antes de tomar una acción correctiva sobre
el equipo.
ii) Verificar el nivel y calidad correcta del aceite
Inspeccione y cambie según se requiera.
iii) Revisar temperatura en cojinetes
La temperatura normal de funcionamiento en
rodamientos normales es de hasta ?Oc. Si la
temperatura excede este valor revise las
especificaciones técnicas, puede que se trate de un
rodamiento especial tratado térmicamente para trabajar
en esas condiciones; aunque es muy poco probable que
esto ocurra en equipos simples. Si no fuera el caso se
tendría las siguientes alternativas:
a) Lubricación impropia del rodamiento o
rodamiento
Inspeccione y cambie según requiera.
b) El Acoplamiento o la bomba y el motor están mal
alineados
Verifique el alineamiento y vuelva alinear si fuera
necesario. Recuerde guíese de las recomendaciones
proporcionadas por los equipos de bombeo o equipos
motrices ( él más exigente de ambos), las
recomendaciones dadas por los acoplamientos deben
ser referenciales en el caso de acoplamientos flexibles.
c) Lubricación excesiva
Quite el tapón de alivio para dejar que la grasa
excesiva purgue. Si la unidad esta lubricada con
aceite, drene el aceite hasta el nivel correcto.
d) Eje flexado
62
En los casos b y d coordine con el personal especializado de
mantenimiento antes de tomar una acción correctiva sobre el equipo.
vi) Fugas excesivas por sello mecánico
a) El Acoplamiento o la bomba y el motor están mal
alineados
Verifique el alineamiento y vuelva alinear si fuera
necesario.
b) Sello en mal estado
Inspeccione y cambie de ser necesario
v) Fugas en los sellos de aceite
5.6.2 INSPECCIÓN DE 6 MESES O 4000 HORAS
Antes de parar la bomba, efectuar la secuencia de inspección
rutinaria previamente mencionada.
Luego coordinar con el encargado de planta la desenergización
del equipo y su bloqueo de seguridad.
Desacoplar motor-bomba.
i) Estado del acoplamiento.
Inspeccione y cambie de ser necesario
ii) Alineamiento
Verificar el alineamiento cuando la bomba está
separada. Usar indicador de carátulas o lecturas láser.
Si la bomba esta desalineada puede ser:
Desalineamiento vertical, puede deberse a que la bomba
64
compensar dilataciones del motor y la bomba en
caliente. Observar si este es el caso.
Desalineamiento horizontal, puede deberse a que la
bomba está siendo afectada por las tuberías. Observar
si este es el caso.
iii) Sello mecánico
Retirarlo del sea! chamber e inspeccionar el estado del
sello o sellos mecánicos.
Revisar la parte elastomerica se encuentre en buen
estado, de lo contrario reemplazar lo necesario.
Revisar las caras rotativas y estacionarias, en caso de
presentar desgastes disparejos u otra anormalidad,
lapear las caras si es necesario y posible.
5.6.3 INSPECCIÓN BIANUAL O CADA 16000 HORAS
Antes de parar la bomba, efectuar la secuencia de
inspección rutinaria previamente mencionada.
Luego coordinar con el encargado de planta la
desenergización del equipo y su bloqueo de seguridad.
Toda pieza debe marcarse al desarmar para identificar
posteriormente su posición exacta.
i) Acoplamiento
Verificar similitud de dimensiones de los cubos
(hubs)
ii) Anillos de desgaste
iii) Rodamientos
Cambiar
iv) Eje
Verificar la deflexión del eje
Reemplazar o reparar lo necesario.
v) Aros lubricadores
Inspeccionar, no deben estar alabeados ni
ovalados. No deben tener desgaste que los
convierta en aros asimétricos.
vi) Verificar sí los visores nivel tienen orificio
respiradero y sí éste se encuentra limpio.
66
vii) Verificar si las aceiteras de nivel constante están
viii) Balancear el impulsor dinámicamente. Incluyendo
e! eje y cubo del acople.
ix) Asegurarse de que el cojinete de empuje no
tenga juego axial.
x) Asegurarse de que la bomba gire completamente
suave.
xi) Efectuar una prueba hidrostática a presión.
El mayor porcentaje de fallas que se encuentran en las bombas
centrífugas está relacionadas con los rodamientos y los sellos
mecánicos, sin embargo también se presentan fallas por partes
flojas tales como aflojamiento del impulsor, erosión /corrosión
de la superficie interna de la voluta por alto contenido de
sólidos 6 ataque químico por excesiva concentración de
compuestos contaminantes, rotura de ejes, daños por
5.7 TIEMPOS ASIGNADOS A CADA TIPO DE INSPECCIÓN
Los tiempos asignados están basados en la experiencia del
personal especializado de mantenimiento, y estos son:
Inspección Rutinaria
1 nspección Semestral
Inspección Bianual
5.8 REPORTES DE INSPECCION
25 min.
4 h 30 min.
14 h
68
Los reportes de Inspección están destinados a ser archivados y a
formar parte de la vida historial del equipo.
Estos reportes nos serán de gran ayuda en la detección de
repetición de fallas o fallas frecuentes, así como también en el
descubrimiento de la causa raíz de un análisis de falla efectuado a
Estos reportes serán adicionados en la parte de comentario de la
Orden de Trabajo Correctiva y también debe ser alimentado al
Sistema Computarizado de Mantenimiento.
5.9 KIT DE REPUESTOS BÁSICOS
Un Kit de repuestos debe ser asociado a las Inspecciones de 6
meses y Bianuales. El Kit de mantenimiento será asociado a una
Orden de Trabajo Preventiva y no se podrá retirar ese material
para otro uso a menos que dicho uso sea justificado.
i) Kit de Mantenimiento Semestral
Este Kit esta compuesto básicamente de:
Sellos de Aceite.
Aceite en cantidad necesaria
Costo Aproximado
=
ii) Kit de Mantenimiento Bianual
350 USA $
Este Kit esta compuesto básicamente de:
Sellos de Aceite.
Sellos Mecánicos o Empaquetadura
Rodamientos
Empaquetadura de la Carcasa
Empaquetadura del Impulsor
Acoplamiento
Aceite en cantidad necesaria
Costo Aproximado
=
3,100 USA$5.10 SISTEMA COMPUTARIZADO DE MANTENIMIENTO
70
Este sistema generara las Ordenes de Trabajo Preventivas de
acuerdo a los criterios ya establecidos de frecuencias y tendrá una
flexibilidad según los niveles de criticidad.
En ella se indicara también, el Kit de repuestos asociados y el
procedimiento detallado de inspección descrito anteriormente.
Es el supervisor de mantenimiento cada área operativa, el
responsable directo de la ejecución o no de cada orden, así como
6.1 COSTO DEL MANTENIMIENTO ACTUAL
El costo de Mantenimiento Actual Bianual promedio de acuerdo a las
Ordenes de Trabajo generadas, repuestos, mano de obra y paradas
de emergencia, viene dado para las 200 unidades de bombeo por:
Costo Promedio Mantenimiento Bianual 200 unid.= 1 875 000 USA$
Costo Estimado Promedio Mantenimiento Bianual 17 unidades
= 159 375 USA$
6.2 COSTO DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO IMPLEMENTADO
En líneas generales y debido a que los principales gastos se soportan
en una estructura de mantenimie11lo preventivo existentes, el costo del
i) Costos de Mano Obra
ii) Costos de Repuestos.
iii) Otros.
6.2.1 COSTOS DE MANO OBRA
Los costos de Mano de Hora Hombre, vienen dado por la
expresión:
CHHM
=
Total de planilla MantenimientoTotal de H - H
Que para el caso de la empresa concesionaria es:
CHHM concesionaria
=
18 USA$/ H - HY para el caso de la contratista
CHHM contratista
=
1O
USA $ / H -H6.2.1.1 NÚMERO TOTAL DE HORAS DEDICADAS AL
MANTENIMIENTO PREVENTIVO
El numero de horas dedicadas al mantenimiento
preventivo para 2 años de operación viene dado
por la suma de horas dedicadas a cada tipo de
inspección.
i) Inspección semanal o rutinaria
Total Horas IR= TA x PO x NE
F
En donde
TA: Tiempo Asignado
PO: Periodo de Operación
NE: Numero de Equipos
Frecuencia
= 25 min.
= 2 años
= 104 sem. = 17
= 1 sem.
Por lo que el número dedicadas a la
inspección tipo rutinaria seria:
ii) Inspección semestral
Total Horas IS= TA x PO x NE
F
En donde
74
TA: Tiempo Asignado
PO: Periodo de Operación
= 4 h 30 min.
= 2 años
NE: Numero de Equipos
Frecuencia
= 104 sem.
= 17
= 26 sem.
Por lo que el número dedicadas a la
inspección tipo semestral seria:
Total Horas IS = 306 Horas - H
iii) Inspección bianual
Total Horas 1B = TA x PO x NE
F
En donde
PO: Periodo de Operación
NE: Numero de Equipos
Frecuencia
= 2 años
= 104 sem.
= 17
= 104 sem.
Por lo que el número dedicadas a la
inspección tipo rutinaria seria:
Total Horas 1B = 238 Horas - H
Por lo que el tiempo total dedicado exclusivamente a las
tareas de mantenimiento preventivo de los equipos de
bombeo propuestos seria:
Total Horas = TH IR+ TH IS+ TH 1B
Donde :
THIR : Total Horas Inspección Rutinaria
THIS : Total Horas Inspección Semestral
THIB : Total Horas Inspección Bianual
Total Horas = 1280 H - H
Y el Costo de Mano de Obra seria
Costo de mano de Obra = CHHM contratista x Total Horas
Costo de mano de Obra = 12 800 USA $
6.2.2 COSTOS DE REPUESTOS.
El costo de repuestos vendría para cada tipo de inspección
i). Inspección Semestral
76
El costo de repuestos para dos años de operación
vendría dado por:
Costo de Repuestos IS = CKRS x PO x NE
F
PO : periodo de Operación = 2 años = 104 sem.
CKRS: Costo de Kit de Repuestos = 350 USA$
F: Frecuencia de Inspección =
Costo de Repuestos IS =
ii). Inspección 8ianual
26 sem.
23 800 USA$
El costo de repuestos para dos años de operación
vendría dado por:
Costo de Repuestos 18 = CKR8 x PO x NE
F
PO: periodo de Operación= 2 años = 104 sem.
CKR8 : Costo de Kit de Repuestos = 3 100 USA$
NE : Numero de Equipos= 17
F: Frecuencia de Inspección = 104 sem.
Costo de Repuestos 18 = 52 700 USA$
Por lo que el costo total de repuestos seria
Costo Total Repuestos= CR IS+ CRl8
CRIS : Costo de Repuestos IS = 23 800 USA $
CRIB : Costo de Repuestos 18 = 52 700 USA$
Entonces:
Costo Total Repuestos = 76 500 USA$
El costo Total seria
Costo Total MP = Costo Total Repuesto+ Costo de mano de Obra + Imprevistos
Considerando por Imprevistos como el 10% adicional
Costo Total MP = ( 76 500 + 12 800) x 1, 1 = 98 230 USA$
6.3. RESUMEN ECONÓMICO
Costo Estimado Promedio Mantenimiento Anual 17 unidades
= 159 375 USA$
Costo Total MP = ( 76 500 + 12 800) x 1,1 = 98 230 USA$
De estos resultados es evidente concluir que el mantenimiento
preventivo no solo debe implementarse en los equipos de bombeo
centrífugo de la Estación Dorissa, sino que debe realizarse la
